ANÁLISE DE RISCO NO DESCOMISSIONAMENTO DE DUTOS RÍGIDOS SUBMARINOS
Rafaela de Andrade Ramos
Dissertação de Mestrado apresentada ao Programa de Pós-graduação em Engenharia Oceânica, COPPE, da Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Mestre em Engenharia Oceânica.
Orientador: Ilson Paranhos Pasqualino
Rio de Janeiro Fevereiro de 2018
ANÁLISE DE RISCO NO DESCOMISSIONAMENTO DE DUTOS RÍGIDOS SUBMARINOS
Rafaela de Andrade Ramos
DISSERTAÇÃO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DO INSTITUTO ALBERTO LUIZ COIMBRA DE PÓS-GRADUAÇÃO E PESQUISA DE ENGENHARIA (COPPE) DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE MESTRE EM CIÊNCIAS EM ENGENHARIA OCEÂNICA.
Examinada por:
______________________________________________________ Prof. Ilson Paranhos Pasqualino, D.Sc. ______________________________________________________ Prof. Marcelo Igor Lourenço de Souza, D. Sc ______________________________________________________ Prof. Luis Volnei Sudati Sagrilo, D. Sc ______________________________________________________ Prof. Assed Naked Haddad, D.Sc
RIO DE JANEIRO FEVEIRO 2018
iii Ramos, Rafaela de Andrade
Análise de risco no descomissionamento de dutos rígidos submarinos / Rafaela de Andrade Ramos – Rio de Janeiro: UFRJ/COPPE, 2018.
XII, 95 p.: il,: 29,7 cm.
Orientador: Ilson Paranhos Pasqualino
Dissertação (mestrado) – UFRJ/COPPE/ Programa de Engenharia Oceânica, 2018.
Referências Bibliográficas: p. 92-95.
1. Descomissionamento. 2. Análise de Risco 3. Dutos rígidos submarinos. I. Pasqualino, Ilson Paranhos. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, COPPE, Programa de Engenharia Oceânica. III. Título.
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Dedico este trabalho à minha mãe, por ter conseguido me educar e proporcionar amor e estabilidade em meio a tantas dificuldades que passamos. Obrigada por acreditar em mim e no que seríamos capazes de alcançar.
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AGRADECIMENTOS
Primeiramente а Deus que permitiu que tudo se realizasse, е não somente nestes anos como universitária, mas que em todos os momentos é o maior mestre que alguém pode conhecer.
Agradeço a minha mãe, Célia Maria de Andrade, essa grande mulher que foi meu porto seguro e meu incentivo todos esses anos. Obrigada por ter me encorajado a alcançar essa grande vitória em meio a tantas dificuldades que passamos. Mais do que minha, essa vitória é sua.
Adicionalmente agradeço ao meu marido, Gustavo Fabbri Montez, por toda compreensão ao tempo de estudo que dediquei ao longo desta jornada. Obrigada por ter acreditado em mim e me estimulado a seguir em frente independente dos tropeços e desafios.
Ao meu orientador e aos professores que me ajudaram ao longo dessa trajetória, por ter me auxiliado em todo o processo de construção desse trabalho com zelo e atenção indescritível. Vocês foram muito atenciosos e essenciais para a conclusão desse estudo.
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Resumo da Dissertação apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M.Sc.)
ANÁLISE DE RISCO NO DESCOMISSIONAMENTO DE DUTOS RÍGIDOS SUBMARINOS
Rafaela de Andrade Ramos
Fevereiro/2018
Orientador: Ilson Paranhos Pasqualino Programa: Engenharia Oceânica
A etapa de descomissionamento das estruturas submarinas vem ganhando relevância nos últimos anos, a medida que o número de instalações no final de sua vida últil é cada vez maior e que as legislações se tornam mais severas. Diferentemente das unidades produtoras, que já apresentam seus planos de descomissionamento consolidados, os dutos submarinos representam hoje o maior desafio tecnológico, ambiental e financeiro desta etapa. Dessa forma, o presente trabalho busca elaborar uma análise de risco para as principais opções de descomissionamento de dutos submarinos, a fim de contribuir para a tomada de decisões e reduções de falhas. Para isso será construída duas árvores de falhas, a primeira para a opção de descomissionamento por bobina reversa e a segunda para a opção de abandono, seguida da elaboração subsequente de seus cortes mínimos. Uma vez identificados os cortes mínimos de primeira ordem, serão elaboradas as matrizes de classificação de risco para esses eventos. Os principais resultados demonstram que os principais riscos inaceitáveis estão associados aos eventos de falha humana, falha no sistema de posicionamento dinâmico da embarcação, falha no tensionador e falha no motor da bobina, devendo-se reduzir estes riscos através da restruturação dos projetos e/ou da criação de barreiras de segurança.
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Abstract of Dissertation presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the requirements for the degree of Master of Science (M.Sc.)
RISK ANALYSIS IN DECOMMISSIONING OF SUBMARINE RIGID PIPELINES
Rafaela de Andrade Ramos
February/ 2018 Advisor: Ilson Paranhos Pasqualino
Department: Ocean Engineering
The decommissioning stage of underwater structures has gained momentum in recent years, as the number of facilities at the end of their useful lives is increasing and legislation becomes more severe. Unlike the production units, which already have their decommissioning plans consolidated, submarine pipelines today represent the greatest technological, environmental and financial challenge of this stage. In this way, the present work seeks to elaborate a risk analysis for the main options of decommissioning of submarine pipelines, in order to contribute to the decision making and reduction of failures. For this, two Fault Trees will be built, the first for the reverse reeling decommissioning and the second for the abandon option, followed by the subsequent elaboration of its minimum cuts. Once the first order minimum cuts are identified, the risk classification matrices for these events will be elaborated. The main results show that the main unacceptable risks are associated with the events of human failure, failure in the dynamic positioning system of the vessel, failure in the tensioner and failure in the motor of the reeling, and these risks must be reduced by restructuring the projects and /or the creation of security barriers.
viii SUMÁRIO 1. INTRODUÇÃO ... 1 1.1 MOTIVAÇÃO ... 1 1.2 OBJETIVO DO ESTUDO... 3 1.3 JUSTIFICATIVA ... 3 1.4 ORGANIZAÇÃO DA DISSERTAÇÃO ... 3 2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ... 5 2.1 CONTEXTO HISTÓRICO ... 5
2.2 CONCEITOS FUNDAMENTAIS DOS DUTOS ... 6
2.3 PROJETO E ROTAS DE INSTALAÇÃO DOS DUTOS ... 8
2.4 PRINCIPAIS ASPECTOS DE FALHA NOS DUTOS. ... 11
3. O DESCOMISSIONAMENTO ... 17
3.1 MARCOS REGULATÓRIOS INTERNACIONAIS ... 19
3.1.1 CONFERÊNCIA DE GENEBRA DE 1958. ... 19
3.1.2 CONFERÊNCIA DAS NAÇÕES UNIDAS SOBRE AS LEIS DOS MARES (UNCLOS) – 1982 ... 20
3.1.3 ORGANIZAÇÃO MARÍTIMA INTERNACIONAL (IMO) – 1989 ... 21
3.1.4 CONVENÇÃO PARA A PROTEÇÃO DO MEIO MARINHO NO NORDESTE DO ATLÂNTICO – 1992/1998 ... 22
3.2 MARCOS REGULATÓRIOS NACIONAIS ... 23
3.2.1 CONAMA (23/94, 237/97, 350/04) ... 25
3.2.2 Resoluções e Portarias da ANP (25/02, 27/06, 25/14, 17/15, 41/15) ... 26
3.3 GUIAS PRÁTICOS ... 29
3.3.1 GUIA DE SEGURANÇA DE DUTOS (HSE, 1996)... 29
3.3.2 DESCOMSSIONAMENTO DE DUTOS NO MAR DO NORTE (UK, 2013) .... 30
3.4 OPÇÕES PARA O DESCOMISSIONAMENTO ... 33
3.4.1 REMOÇÃO POR BOBINA REVERSA ... 35
3.4.2 REMOÇÃO POR S-LAY REVERSO ... 36
3.4.3 REMOÇÃO POR CORTE E ELEVAÇÃO ... 37
3.4.4 ABONDONO – INTERVENÇÃO MÍNIMA ... 38
3.4.5 ABONDONO – INTERVENÇÃO MODERADA ... 39
3.4.6 ABONDONO – INTERVENÇÃO SIGNIFICATIVA ... 40
4. ANÁLISE DE RISCO ... 41
4.1 ÁRVORE DE FALHAS (FTA) ... 46
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4.1.2 CORTES MÍNIMOS ... 49
4.1.2.1 ÁLGEBRA BOOLEANA E OS CORTES MÍNIMOS ... 49
5. METODOLOGIA ... 54
5.1 ESTRUTURAÇÃO DO ESTUDO ... 54
5. 1.1 ETAPA 1: OBTENÇÃO DE DADOS E REFERÊNCIAS SOBRE DUTOS ... 56
5. 1.2 ETAPA 2: UTILIZAÇÃO DA FTA ... 60
5. 1.3 ETAPA 3: SEGMENTAÇÃO DINÂMICA ... 61
5. 1.4 ETAPA 4: ANÁLISE DE RISCO ... 61
6. RESULTADOS E DISCUSSÕES ... 64
6.1 PRINCIPAIS CONSIDERAÇÕES ... 65
6.2 FTA E MATRIZES DE RIS COS - OPÇÃO DE DESCOMISSIONAMENTO POR BOBINA REVERSA ... 67
6.3 FTA E MATRIZES DE RISCOS - OPÇÃO DE ABANDONO ... 80
7. CONSIDERAÇÕES FINAIS ... 88
7.1 CONCLUSÕES ... 88
7.2 TRABALHOS FUTUROS ... 91
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LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Exemplo de um sistema de produção e a utilização de flowlines ... 8
Figura 2 - Esquema em processos para elaboração do projeto de um duto ... 10
Figura 3 - Curva da banheira para um duto ... 11
Figura 4 - Esquema lógico das principais falhas em pipeline e suas principais causas . 12 Figura 5 - Quantidade de Plataformas de Produção por Operador e Idade da Instalação no ano de 2015 ... 18
Figura 6 - Etapas para o Licenciamento Ambiental ... 24
Figura 7 - Configuração do duto no leito marinho ... 31
Figura 8 - Principais opções para o descomissionamento de dutos e suas subdivisões . 34 Figura 9 - Embarcação utilizada para instalação e remoção de dutos por bobina reversa ... 36
Figura 10 - Embarcação utilizada para instalação e remoção de dutos por S-lay ... 37
Figura 11 - Principais perguntas para quantificação do risco ... 42
Figura 12 - Impactos diretos e indiretos de uma falha em um duto ... 43
Figura 13 - Avaliação de risco de acordo com o nível de risco e complexidade ... 45
Figura 14 - Exemplo genérico de uma árvore de falha... 52
Figura 15 - Etapas para estruturação do estudo de gerenciamento de risco ... 54
Figura 16 - Adaptação do modelo de Muhlbauer para o estudo ... 55
Figura 17 - Árvore de falha para a opção de descomissionamento por bobina reversa - Parte I ... 69
Figura 19 - Árvore de falha para a opção de descomissionamento por bobina reversa - Parte III ... 71
Figura 20 - Árvore de falha para a opção de descomissionamento por bobina reversa - Parte IV ... 72
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LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Dutos desmobilizados no Mar do Norte até 2013... ... 31
Tabela 2 - Taxa de falha vs. mecanismos de falha para dutos... 42
Tabela 3 - Principais símbolos lógicos utilizados em uma FTA ... 48
Tabela 4 - Principais operadores lógicos utilizados em uma FTA ... 48
Tabela 5 - Postulado da adição na álgebra booleana ... 50
Tabela 6 - Postulado da multiplicação na álgebra booleana ... 50
Tabela 7 - Propriedades da álgebra booleana ... 51
Tabela 8 - Flowline - subdivisão em subunidades e componentes ... 57
Tabela 9 - Riser, subdivisão em subunidades e componentes ... 58
Tabela 10 - Frequência de falhas de dutos ... 58
Tabela 11- Análise de incidentes e causas diretas ... 59
Tabela 12 -Níveis de Probabilidade de Risco ... 62
Tabela 13 - Índice de severidade e sua descrição ... 62
Tabela 14 - Matriz de avaliação de risco ... 63
Tabela 15 - Descrição dos eventos intermediários e dos portões lógicos para a opção de descomissionamento bobina reversa ... 73
Tabela 16 - Descrição dos eventos básicos para opção de descomissionamento por bobina reversa ... 74
Tabela 17 - Detalhamento dos cortes mínimos da FTA de descomissionamento por bobina reversa ... 76
Tabela 18 - Matriz de risco para o descomissionamento por bobina reversa em águas rasas ... 78
Tabela 19 - Índices de risco para o descomissionamento por bobina reversa em águas rasas ... 78
Tabela 20 - Matriz de risco para o descomissionamento por bobina reversa em águas profundas ... 79
Tabela 21 - Índice de risco para o descomissionamento por bobina reversa em águas profundas ... 79
Tabela 22 - Descrição dos eventos intermediários e dos portões lógicos para a opção de abandono ... 83
Tabela 23 - Descrição dos eventos básicos para opção de abandono ... 83
Tabela 24 - Matriz de risco para o descomissionamento por abandono em águas rasas. 85 Tabela 25 - Índice de risco para o descomissionamento por abandono em águas rasas 85 Tabela 26 - Matriz de risco para o descomissionamento por abandono em águas profundas ... 86
Tabela 27 - Índice de risco para o descomissionamento por abandono em águas profundas. ... 86
Tabela 28 - Resumo dos índices de risco de acordo com a opção de descomissionamento e com os cenários ... 90
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LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis CGPEG - Coordenação Geral de Petróleo e Gás
CONAMA – Conselho Nacional do Meio Ambiente DNV - Det Norske Veritas
EIA – Estudo de Impacto Ambiental EVA – Estudo de Viabilidade Ambiental BOE - Barris de óleo equivalente
FTA - Failure Tree Analysis
FMEA - Failure Mode Effect Analysis HSE – Health and Safety Executive
IBAMA – Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis LI – Licença de Instalação
LPper - Licença prévia para perfuração LPpro – Licença prévia de produção e pesquisa LO – Licença de Operação
PCA – Projeto de Controle Ambiental
PROCAP - Programa de Capacitação Tecnológica em Águas profundas RAA – Relatório de Avaliação Ambiental
RCA – Relatório de Controle Ambiental OREDA - Offshore Reliability Data Bank
OSPAR - Convention for the Protection of the Marine Environmente in the North East Atlantic UK – United Kingdom
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CAPÍTULO I INTRODUÇÃO
Este capítulo tem como principal objetivo apresentar a importância do estudo, as motivações que moveram a autora no desenvolvimento deste, e algumas características do cenário de descomissionamento no país e ao redor do mundo. Espera-se que sua construção introduza o leitor não só ao contexto de descomissionamento, como também sua relação com os dutos submarinos.
1. INTRODUÇÃO 1.1 MOTIVAÇÃO
A utilização de dutos submarinos tornou-se fundamental na indústria de óleo e gás, uma vez que são considerados uma das formas mais seguras para transporte de petróleo e seus derivados. Seu desenvolvimento ao longo dos últimos anos, principalmente nas áreas de instalação e construção proporcionou a expansão de sua aplicabilidade, sendo utilizados por um longo período, em lâminas d’água profundas e ultra profundas.
Sendo responsáveis principalmente pelo transporte de óleo e gás entre equipamentos submarinos e terminais, os dutos requerem um longo estudo em relação ao projeto e as rotas de instalação. O projeto de um duto é responsável pela determinação de fatores cruciais como material de fabricação, espessura da parede, sistema anti-corrosão, diâmetro interno, entre outros; já as rotas de instalação são responsáveis por assegurar a preservação ambiental, analisar a conformidade dos interesses e normas públicas dos locais de instalação e por avaliar as condições marítimas e geotécnicas. Esses estudos são responsáveis não só pela otimização dos custos como também são de extrema importância para a segurança das instalações.
Durante sua operação, os dutos estão sujeitos a uma série de fatores detrimentais como corrosão, defeitos de materiais e interferências externas. Dessa forma, a segurança e prevenção de falhas nas linhas de dutos são fundamentais, de modo a evitar graves consequências como poluição do meio ambiente, perdas econômicas e fatalidade de vidas humanas. Estudos demonstram que a maioria dos dutos possuem
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como principal modo de falha vazamentos ou rupturas (MUHLBAUER, 2004; BAI, 2001; YUHUA & DATAO, 2005), causados prioritariamente pelos fatores detrimentais supracitados.
Além disso, assim como outros equipamentos e instalações offshore, os dutos submarinos estão submetidos a regulamentações nacionais e internacionais de descomissionamento. Segundo a Resolução nº 27, de 18 de outubro de 2006, da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), o abandono de um poço deverá consistir, quando não for temporário, na retirada de todas as instalações de produção, garantindo-lhes destinação final adequada e correta recuperação ambiental para as áreas atingidas. Adicionalmente, o processo de descomissionamento pode ser considerado recente, principalmente em águas profundas e ultra profundas, nas quais as técnicas de recuperação não estão totalmente estabelecidas e os engenheiros precisam lidar com um alto grau de incertezas e complexidades dos sistemas.
Dessa forma, o processo de descomissionamento de dutos precisa ser bem planejado e executado, uma vez que estes podem não estar em condições de serem içados do fundo do mar, rompendo-se e causando grandes danos ambientais, econômicos e a vidas humanas. Para isso, utiliza-se técnicas de gerenciamento de risco afim de identificar parâmetros e procedimentos que apresentem alto risco, de modo à auxiliar na tomada de decisão e na criação de projetos alternativos.
Em geral, o gerenciamento de risco é iniciado com a identificação dos perigos e dos riscos associados a estes itens, qualificando-os como toleráveis ou não, de acordo com as especificações de cada projeto. Para identificação e quantificação do risco de equipamentos, utiliza-se prioritariamente ferramentas de identificação dos modos de falhas como a Failure Tree Analysis (FTA) e Failure Mode Effect Analysis (FMEA).
Dessa forma, a utilização de análises qualitativas e quantitativas no setor de óleo e gás tem crescido ao longo dos anos, acompanhando não só o aumento da complexidade dos sistemas, como também a tendência mundial de preocupação com os impactos das atividades petrolíferas, as quais podem causar danos irreparáveis ao meio ambiente e a vida de diferentes setores da sociedade.
3 1.2 OBJETIVO DO ESTUDO
O presente trabalho tem como principal objetivo apresentar a construção da análise de risco técnico das principais opções para o descomissionamento de dutos rígidos submarinos, ou seja, o abandono e a remoção - sendo realizada através da utilização de Árvores de Falhas. Por conseguinte, serão demonstrados a elaboração dos índices de riscos dos fatores identificados, de modo a evidenciar os aspectos críticos que deverão ser priorizados.
1.3 JUSTIFICATIVA
A elaboração do gerenciamento de risco para o descomissionamento de dutos busca auxiliar na redução das incertezas existentes nesse procedimento. Por ser um processo recente, o descomissionamento das linhas de fluxo ainda se encontra em debate, possuindo diferentes abordagens que vão desde a sua completa retirada até o seu abandono.
Portanto, espera-se que a identificação dos fatores críticos auxilie em tomada de decisões futuras, assim como na construção de planos de contingência e de projetos que busquem aumentar a confiabilidade dessas operações, minimizando os riscos e os impactos de possíveis falhas.
1.4 ORGANIZAÇÃO DA DISSERTAÇÃO
Para uma melhor compreensão, essa dissertação foi dividida em sete capítulos conforme descrito a seguir:
No Capítulo 1 é feita a introdução ao estudo, apresentando sua importância e as dificuldades nesse setor. Adicionalmente são demonstrados os problemas a serem tratados e os objetivos que pretende-se alcançar.
O Capítulo 2 consiste na apresentação da revisão bibliográfica dos principais aspectos técnicos dos dutos, de suas principais falhas e causas raízes. Este capítulo apresenta os principais estudos, os quais serão utilizados como base para o desenvolvimento da análise de risco das principais opções de descomissionamento de dutos rígidos submarinos.
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O Capítulo 3 tem por objetivo elucidar o que é o processo de descomissionamento, sua importância e o atual contexto mundial. Adicionalmente serão apresentados os principais marcos regulatórios internacionais e nacionais para o processo de descomissionamento e as principais soluções existentes para o descomissionamento de dutos submarinos.
O Capítulo 4 irá apresentar as principais ferramentas adotadas no gerenciamento de risco do setor de óleo e gás, com ênfase para a metodologia de análise por Árvore de Falhas e no index de risco.
O Capítulo 5 irá apresentar a metodologia utilizada para a realização deste trabalho, detalhando minunciosamente as etapas que serão elaboradas.
O Capítulo 6 consistirá na aplicação da metodologia adotada para o problema a ser estudado. Desta forma, neste capítulo será apresentada a Árvore de Falhas (FTA) construída para a etapa de descomissionamento de dutos rígidos submarinos, assim como será demonstrado o passo a passo da metodologia utilizada para ranqueamento dos riscos de cada item identificado na FTA.
Por fim, o Capítulo 7 consistira na apresentação das conclusões e das possibilidades para trabalhos futuros.
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CAPÍTULO II
REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
Este capítulo visa proporcionar o entendimento dos aspectos relevantes para a realização do estudo. A forma com que foi elaborado busca apresentar os principais conceitos e definições sobre dutos submarinos, assim como as principais falhas e causas raízes identificadas na literatura.
A construção dessa etapa é de cunho fundamental para a pesquisa, uma vez que este estudo tem como finalidade elaborar uma análise de risco de descomissionamento de dutos rígidos submarinos, criando dessa forma uma referência para estudos futuros.
Entende-se que as falhas ocasionadas no processo de descomissionamento de um duto são resultantes de diferentes causas que provém desde a concepção do projeto até o momento de descomissionamento. Ademais, cabe ressaltar que o descomissionamento de dutos submarinos é um tema recente e que ainda se encontra em desenvolvimento, apresentando poucos estudos.
Dessa forma, os dados apresentados nesse capítulo representam uma extensa busca bibliográfica dos principais fatores de risco e falhas nos dutos submarinos, os quais são vistos como determinantes para um correto descomissionamento.
2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA 2.1 CONTEXTO HISTÓRICO
A utilização de dutos para o transporte de líquidos remete-se à antiguidade, porém a utilização de dutos submarinos pode ser considerada um desenvolvimento mais recente, remetendo-se a última parte do século XX. Os anos de 1947 e 1954 são considerados como principais marcos, visto que representam respectivamente a primeira instalação de uma unidade de produção offshore e a primeira instalação de dutos no leito marinho (BRAESTRUP, 2005).
Os primeiros dutos submarinos utilizados eram instalados em profundidades acessíveis à mergulhadores, sendo esses, requisitados principalmente em situações nas quais as conexões eram necessárias. Com o passar dos anos e com o crescente desenvolvimento da indústria de óleo e gás, iniciou-se uma expansão das unidades de produção em águas profundas e ultra profundas, demandando assim um
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aprimoramento tecnológico dos dutos, que passaram a ser operados por unidades de controle remoto (PALMER & KING, 2008).
No que tange ao aspecto nacional, a indústria de petróleo brasileira iniciou seus passos efetivamente em 1939, com a descoberta da primeira acumulação de petróleo, localizada no Recôncavo Baiano. Até então, o país vinha passando por um processo de mais de 70 anos marcado pelas incertezas da presença do mineral em seu território. Foi somente em 1974-1976, com as descobertas dos primeiros campos de petróleo da Bacia de Campos, que vislumbrou-se um potencial econômico e uma possibilidade de autossuficiência (MORAIS, 2013).
A descoberta dos campos de Albacora em 1984 e de Marlim em 1985 caracterizou uma nova etapa tecnológica para Petrobras, uma vez que significava perfurar e produzir petróleo em águas profundas, tendo a dificuldade de que os principais equipamentos no mundo, disponíveis até o momento, eram apropriados para águas rasas. Como solução, a Petrobras formulou em 1986 o Programa de Capacitação Tecnológica em Águas Profundas (PROCAP), com o objetivo de promover projetos de desenvolvimento de equipamentos e sistemas a serem utilizados em lâminas d’água de maior profundidade. O PROCAP obteve êxito em sua primeira edição, sendo relançado em 1992 e 2000 para atender profundidades de até 3.000 metros (MORAIS,2013).
No atual cenário, caracterizado pelas descobertas de campos gigantes na camada Pré-Sal, a maior dificuldade encontrada está relacionada ao desenvolvimento da produção. No que tange as dificuldades na utilização de dutos, pode-se citar: i) alta concentração de gás carbônico (CO2) e gás sulfídrico (H2S), como potenciais causadores de corrosão no aço utilizado nos dutos flexíveis; ii) alta pressão hidrostática; e iii) baixas temperaturas, as quais podem ocasionar depósito de material orgânico nos dutos, impedindo o fluxo de hidrocarbonetos (MORAIS,2013).
2.2 CONCEITOS FUNDAMENTAIS DOS DUTOS
Dutos podem ser classificados de acordo com suas principais funções. Para o cenário de dutos offshore pode-se classificá-los como:
• Pipelines: são utilizados para a exportação de hidrocarbonetos e seus derivados para a costa.
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• Flowlines: podem ser utilizadas para o transporte de produto para as linhas de exportação, para a injeção química ou de água, e para transferir os produtos entre a plataforma, manifold submarino e poços satélites. • Risers: conectam uma estrutura de produção offshore aos sistemas
submarinos, podendo ser utilizados para as etapas de perfuração e produção.
Ademais, os dutos também podem ser classificados em rígidos e flexíveis. Os dutos rígidos podem ser utilizados para risers, flowlines e pipelines, sendo constituídos de uma parede simples de aço, capaz de resistir a diversos carregamentos como pressão interna, pressão externa, flexão e tração. Um dos fatores limitantes para sua utilização em lâminas d’água ultra profundas é o fato de sua espessura da parede aumentar significativamente com a profundidade – ocasionando um elevado impacto nos custos e em dificuldades de fabricação e instalação.
Os dutos flexíveis podem ser utilizados em flowlines e risers e são constituídos de diferentes camadas, cada uma responsável por uma função distinta. Sua construção é feita de dentro para fora pelas seguintes camadas: carcaça, camada interna de pressão, armadura de pressão, camada abrasiva, armadura de tração interna, camada anti-abrasiva, armadura de tração externa e capa externa.
As conexões utilizadas em dutos rígidos são: i) flanges, normalmente usadas para flowlines e risers de perfuração; ii) juntas soldadas, usadas para pipelines e risers de produção e iii) tubos em rosca, utilizados em flowlines e risers verticais. Já as conexões de dutos flexíveis são complexas, sendo construídas utilizando as armaduras de tração como base.
Por fim, existem as terminações básicas de topo e fundo utilizadas para os dutos rígidos e flexíveis. As terminações dos dutos rígidos são a flex joint e a stress joint. Para os dutos flexíveis, o módulo de conexão vertical é a principal terminação básica de fundo e os enrijecedores (bending stiffeners) são as principais terminações básicas de topo.
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2.3 PROJETO E ROTAS DE INSTALAÇÃO DOS DUTOS
Como visto anteriormente, os dutos podem ser utilizados de diferentes formas durante o desenvolvimento de hidrocarbonetos. Dentre as principais funções estão o transporte de produtos da plataforma para linhas de exportação, injeção de água ou de produtos químicos e a transferência de produtos entre plataformas, manifolds submarinos e poços satélites (BAI, 2001). A Figura 1 apresenta um esquema básico da utilização de dutos em um sistema de produção submarino.
Fonte: adaptado de BAI (2001)
A elaboração de um projeto de dutos inicia-se com a definição de conceitos básicos de projeto e das rotas de instalação. Esses fatores são responsáveis por garantir a viabilidade e segurança do projeto.
A etapa de elaboração do projeto de um duto pode ser dividida em três grandes etapas:
a) Engenharia Conceitual: é responsável por estabelecer a viabilidade técnica para a concepção e construção dos sistemas, permitir que as características básicas de custo e agendamento sejam executadas e por identificar possíveis
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interfaces com sistemas e equipamentos futuros ou já existentes – eliminando assim as opções não viáveis.
b) Engenharia Básica: consiste em determinar as informações mínimas necessárias para que o responsável pela elaboração do projeto seja capaz de organizar o projeto completo. Dessa forma, deve-se especificar o diâmetro do duto e os requerimentos para instalação e operação.
c) Engenharia Detalhada: consiste na descrição do projeto até o ponto em que o insumo técnico para todos os processos de aquisição, construção e instalação possam ser definidos com detalhes suficientes para sua elaboração e precificação. Dentre os principais parâmetros especificados nessa fase, pode-se citar: tolerância e procedimentos de fabricação, acabamentos, montagem, especificações de ensaios destrutivos e não-destrutivos, entre outros.
Dessa forma, é possível estabelecer um processo gerenciável de elaboração do projeto de um duto. A Figura 2 representa um esquema resumido das principais etapas elaboradas para otimização de um sistema de dutos, sendo possível observar o início do ciclo com a definição dos parâmetros e requerimentos, seguido pelo processo de análises estrutural e de materiais que será capaz de cumprir com as exigências e por fim a identificação das possíveis falhas do sistema.
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Fonte: adaptado de BAI (2001)
No que tange os aspectos das rotas de instalação, pode-se dizer que uma má escolha poderá acarretar desde custos muito maiores até a inviabilização do projeto – seja por condições marinhas e geotécnicas inesperadas, por conflitos políticos ou por questões ambientais. Assim, a determinação das rotas de instalação deve considerar prioritariamente fatores como condições ambientais; políticas e legislações; existência de plataformas, risers e linhas de exportação; zonas de choques com outras embarcações e áreas de ancoragem; condições do leito marinho e áreas de pesca (PALMER & KING, 2008).
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2.4 PRINCIPAIS ASPECTOS DE FALHA NOS DUTOS.
Apesar de ser considerado um dos métodos mais seguros para transporte de hidrocarbonetos, a utilização de dutos representa um risco econômico e socioambiental. A existência de uma probabilidade de falha do equipamento é inerente ao sistema, de modo que as principais falhas e suas causas precisam ser estudadas a fim de serem evitadas.
Durante sua utilização, as principais preocupações estão relacionadas a liberação de seu conteúdo para o meio ambiente e/ou a ineficácia no transporte de seus produtos. Essas falhas podem ocorrer pelo comprometimento do material do duto por corrosão ou danos mecânicos, e pela alteração da sua integridade estrutural.
Assim como outros equipamentos, os dutos podem ter o comportamento de suas falhas representados pela Curva da Banheira. A Figura 3 representa uma adaptação da Curva da Banheira para o caso dos dutos.
Fonte: Adaptado de Palmer & King (2008)
A fase da infância é caracterizada por um alto índice de falhas, sendo estas provocadas por defeitos de instalação, falhas no projeto, falha na fabricação e na construção – no caso dos dutos, esta fase costuma representar os primeiros dois anos de operação da linha. A seguir, durante a vida útil do duto, as falhas tendem a apresentar um declínio, sendo ocasionadas principalmente por danos “externos” como tempestades severas incomuns, choque com âncoras, equipamentos e embarcações, e problemas na interação solo-duto. Por fim, na fase final as falhas voltam a crescer devido principalmente à corrosão e a fadiga do sistema (PALMER & KING, 2008).
Construção Operação
Tempo
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Uma revisão na literatura demonstra que as principais falhas em dutos são vazamentos e/ou rupturas (MUHLBAUER, 2004; BAI, 2001; YUHUA & DATAO, 2005; LI, CHEN, ZHU, 2016). Segundo Muhlbauer (2004) as principais causas dessas falhas podem ser divididas em quatro grandes categorias: A) Projeto; B) Corrosão; C) Interferências Externas e D) Operação incorreta. A Figura 4 representa um esquema lógico, no qual a falha principal (Vazamentos e/ou rupturas) é colocada como evento de topo, e as quatro categorias são associadas a ela como principais causas.
Fonte: Adaptado de Muhlbauer (2004)
A seguir as quatro categorias apresentadas serão detalhadas de modo a elucidar como cada uma delas contribui para a falha nos dutos.
A. PROJETO A.1 Materiais
Os materiais relevantes para o projeto de instalação e operação dos dutos devem ser avaliados e definidos para a interação duto-solo e para a construção do duto em si. Para o fator de interação duto-solo são consideradas as condições do leito marinho no qual o duto será assentado, avaliando-se os principais componentes do solo, sua consistência, os componentes de materiais orgânicos, sua compactação, entre outros. Esses aspectos serão responsáveis por determinar a estabilidade vertical do duto, sua resistência à movimentos laterais e o seu assentamento (BRAESTRUP,2005).
No que concerne aos materiais para construção do duto em si, antigamente utilizava-se prioritariamente dutos de pequeno diâmetro feitos de aço, porém com o avanço da produção para lâminas d’água profundas e ultra profundas, tornou-se necessário a utilização de dutos de grandes diâmetros e resistentes a altas pressões. Assim, foram desenvolvidos diversos aprimoramentos na produção do aço e de outros
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materiais, tornando-os capazes de resistir à alta pressão e aos efeitos do ambiente, mantendo-se uma espessura da parede do duto adequada para cada projeto. Os aços de classificação API Grau X, por exemplo, são muito utilizados atualmente para a fabricação de dutos rígidos. (BRAESTRUP,2005).
De modo geral, o aço deverá apresentar as melhores propriedades mecânicas quanto possível, porém no caso de dutos submarinos, alguns aspectos como custo, resistência a corrosão, características de soldagem e requisitos do peso, são primordiais uma vez que impactam nas fases de fabricação, instalação e operação do sistema (BAI, 2001).
A.2 Espessura da Parede
Os principais aspectos na determinação do projeto de um duto são a otimização da espessura da parede e o grau do aço a ser utilizado. Em casos de linhas maiores, a preocupação principal está em atender aos diferentes esforços mecânicos a que toda a linha está sujeita, principalmente em pontos preocupantes como cruzamento de linhas. Atualmente o maior desafio das companhias está centrado em utilizar os dutos em grandes profundidades, lidando com altas pressões e baixas temperaturas, sem aumentar significantemente a espessura da parede do duto – o que representaria um aumento significativo nos custos e nas dificuldades de fabricação, instalação, operação e descomissionamento destes (BRAESTRUP, 2005).
B. Corrosão
Corrosão pode ser definida como um ataque provocado ao metal por uma reação química ou eletroquímica com o ambiente. Por sua vez, a força motriz é a tendência de o metal refinado retornar a um estado natural, caracterizado por um menor nível de energia interna. No caso de dutos de aço, o ferro tenderá a retornar ao seu estado natural que é o óxido ferroso (BRAESTRUP,2005), e outros materiais como plásticos também estão suscetíveis a outras formas de degradação, como por exemplo a causada pela exposição a luzes ultravioletas (MUHLBAUER, 2004).
A corrosão tem aparecido como um dos fatores limitantes para a operação contínua dos dutos. Cerca de 20 – 40% dos incidentes registrados de falhas das tubulações estão relacionadas à corrosão, apesar de que a associação da corrosão aos incidentes nem sempre apresenta-se de forma clara. Ademais, as taxas de falhas apresentadas pelos países diferem-se muito, o que reflete o impacto do ambiente de
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instalação e operação e dos aspectos técnicos e culturais de cada país (PALMER & KING, 2008).
Apesar de ser um processo considerado lento, a corrosão encontra-se como um dos principais problemas relacionado a utilização de dutos submarinos, isto porque, qualquer redução da espessura da parede do duto implicará na redução de sua resistência estrutural, aumentando portanto, a probabilidade de uma falha ocorrer (MUHLBAUER, 2004).
A corrosão interna de um duto depende da agressividade e do fator de corrosão dos produtos transportados, podendo ser evitada pela injeção de inibidores, pelo revestimento interno ou uso de ligas resistentes à corrosão. Já a corrosão externa é provocada pela interação do material do duto com o meio, de modo que para previni-lá é necessário criar uma barreira física entre o material do duto e todas as substâncias necessárias para o processo de corrosão – particularmente água e oxigênio – assim, utiliza-se um revestimento na superfície do duto e/ou uma proteção catódica (BRAESTRUP,2005).
C. Interferência Externa
Interferências externas são consideradas como qualquer dano sofrido pela tubulação que sejam causados por atividades externas. Apesar de serem um fator pouco considerado na elaboração do projeto, representam cerca de 20% - 40% de todas as falhas identificadas para dados de tubulações (MUHLBAUER, 2004).
Durante o projeto de um duto, deve-se avaliar aspectos importantes quanto ao ambiente de instalação, uma vez que estes ambientes são dinâmicos e determinados por um conjunto de fatores biológicos e geológicos, que por vezes sofrem interferência da ação humana. Características como corrente, ondas, tempestades e tipo do solo são exemplos de fatores ambientais externos que podem vir a prejudicar o funcionamento de um duto, seja a curto ou longo prazo (BRAESTRUP,2005).
A avaliação da profundidade de instalação do duto, caso este seja entrincheirado mostra-se como um dos principais fatores de falhas desse tipo, chegando a representar cerca de 20% das causas de falhas por interferências externas (MUHLBAUER, 2004). Esta avaliação deve ser feita de acordo não só com as condições ambientais e de segurança, mas também visando a etapa de descomissionamento que será realizada ao final da atividade produtora. Para isso, alguns questionamentos devem ser feitos, como por exemplo: se o duto for instalado entrincheirado e enterrado, este
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permanecerá assim até o final da sua via útil? Se o duto não for instalado entrincheirado, este se manterá assim até o final da sua vida útil?
Outro aspecto a ser considerado é o nível de atividade no ambiente de instalação. Deve-se sempre considerar a possibilidade de choque com outros equipamentos, e em casos de dutos submarinos instalados em águas rasas, faz-se necessário considerar a possibilidade de choque com embarcações e suas âncoras.
D. Operações Incorretas
Considerado como o principal fator de falhas de sistemas, sua participação pode chegar a representar cerca de 80% das causas de todos os acidentes; e apesar de sua importância, também se qualifica como um dos erros mais difíceis de ser identificado. Enfatiza-se que a identificação prévia de um comportamento humano incorreto pode ser a chave para a prevenção de acidentes. Porém, essa identificação é extremamente complexa pois envolve aspectos biológicos, psicológicos e sociológicos do trabalhador (MUHLBAUER, 2004).
Para Muhlbauer (2004), os principais erros cometidos por operações incorretas no caso dos dutos são: erros de projeto, erros de construção, erros de operações, e erros de manutenção. Os erros de projeto podem ser evitados com a correta identificação dos riscos e dos materiais utilizados, criação de barreiras e sistemas de segurança e a checagem de que os parâmetros e todas as especificações estão de acordo com o projeto.
Para os erros de construção, a atividade crucial é a de inspeção. Deve-se sempre realizar a correta inspeção dos materiais (verificando suas origens e especificações), realizando sempre os ensaios destrutivos e não destrutivos apropriados. Além disso, deve-se dar uma atenção especial para as juntas e os revestimentos dos dutos (MUHLBAUER, 2004).
Os erros de operação são os de maior criticidade e ocorrência. As atividades de operações irão envolver atividades humanas à todo o tempo, com amplo conjunto de equipamentos interagindo entre si – causando assim falhas imediatas. Dessa forma, trabalha-se com a prevenção do erro ao invés de sua detecção, destacando-se assim os seguintes fatores chaves: i) elaboração e utilização de procedimentos; ii) ampla comunicação entre os trabalhadores envolvidos na atividade, sejam este de outras funções ou de outras empresas; iii) sistema de comunicação e transmissão em tempo real de dados entre o estado do duto e os trabalhadores; iv) realização de teste de
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verificação de uso de drogas entre os trabalhadores novos, que estão retornando às suas atividades e feito de forma aleatória periódicamente; v) implementação de programas de segurança e estímulo para a cultura de segurança e participação nesses programas de todos os funcionarios da empresa (MUHLBAUER, 2004).
Por fim, os erros de manutenção podem ser evitados realizando manutenções periódicas e de qualidade. No caso dos dutos é importante verificar constantemente o estado da proteção catódica do duto, se existe formação de hidratos, se a hidráulica está funcionando corretamente e verificar constantemente as ferramentas de teste e calibração. Ademais, por ser um sistema integrado com outros equipamentos é importante que bombas, compressores e válvulas também sofram manutenções periódicas a fim de evitar uma falha em cadeia (MUHLBAUER, 2004).
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CAPÍTULO III DESCOMISSIONAMENTO
A etapa de descomissionamento pode ser considerada como uma etapa recente na indústria do petróleo e devido a esse fato vem apresentando diversos desafios, principalmente nos cenários submarinos, com lâminas d’água profunda e ultra profunda.
Este capítulo busca elucidar no âmbito geral o que é o processo de descomissionamento, as principais regulamentações no contexto nacional e internacional e os principais documentos guias para as empresas. Ao mesmo tempo será feito a contextualização do cenário para o descomissionamento de dutos, as principais opções existentes atualmente e alguns estudos de casos.
3. O DESCOMISSIONAMENTO
O descomissionamento ocorre após o fim da vida útil das instalações de produção e pode ser caracterizado pelo conjunto de ações legais, técnicas e operacionais que permitirão a correta desativação ou retirada dessas instalações, proporcionando-as destinação final adequada e a correta recuperação ambiental (PETROBRAS, 2016a).
Assim sendo, o descomissionamento é considerado uma etapa de alta complexidade não só pelos desafios particulares de cada instalação, como também pelas diferentes considerações e opiniões a serem atendidas, sendo elas: viabilidade técnica, segurança, custo, impactos ambientais, quadro regulamentar, reputação e ambiente político (EKINS, VANNER, FIREBRACE, 2005).
A etapa de descomissionamento pode ser impulsionada por diferentes fatores, os quais dizem respeito principalmente aos interesses do produtor. Entretanto, com base na literatura podemos apresentá-los em três ramos principais: i) econômico, caracterizado pela produção antieconômica1 e pela sazonalidade2; ii) o técnico, que trata dos aspectos de esgotabilidade das reservas de petróleo e iii) político, o qual pode
1 Produção antieconômica: é caracterizada pelo fato de que não compensa mais produzir, uma vez que a renda obtida não é suficiente para compensar os gastos com a produção. De modo geral esse tipo de declínio ocorre devido a quedas sucessivas do preço do barril de petróleo.
2 Sazonalidade: diz respeito aos hábitos dos consumidores que podem exercer uma pressão sobre a demanda e a oferta, aumentando ou reduzindo o preço do barril de petróleo.
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estar relacionado com as diretrizes das políticas energéticas e das pressões ambientais (LUCZYNSKI, 2002).
Caracterizado por ser uma fase “recente” do setor de óleo e gás, o descomissionamento vem ganhando espaço mundial a medida que o número de instalações a serem descomissionadas aumenta. Estima-se que mais de 600 projetos possuam previsão de serem desativados ao redor do mundo no período de 2016 a 2021, e que os gastos dos operadores nos próximos 25 anos de atividade possam chegar a $400 bilhões (IHS MARKIT, 2016).
No Brasil, o cenário para descomissionamento mostra-se recente, sendo evidenciado pela escassez de dados e pelo empenho da principal empresa (Petrobras) em desenvolver um conjunto de atividades a fim de estabelecer os procedimentos, legislações e alternativas para a desativação de suas instalações. Considerando que se estipula como 30 anos a vida útil de uma unidade produtora (podendo variar de acordo com a viabilidade econômica de cada projeto), pode-se observar o potencial cenário de descomissionamento do Brasil através da Figura 5, a qual apresenta a quantidade de plataformas de produção existentes no ano de 2015 no Brasil, de acordo com a sua idade de utilização e seus operadores.
Fonte: Petrobras (2016a).
Figura 5 - Quantidade de Plataformas de Produção por Operador e Idade da Instalação no ano de 2015
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Pode-se observar que no ano de 2015 existiam 147 plataformas de operação no Brasil, das quais 41 apresentavam idade menor que 15 anos, 27 apresentavam idade de 15 a 25 anos e 78 apresentavam idade maior que 25 anos. Ou seja, dado esse panorama, pressupõe-se que o país passará nos próximos anos por uma fase de grandes atividades de descomissionamento, exigindo desde já planejamento prévio dos custos e riscos envolvidos nessa operação.
Além disso, segundo dados fornecidos pela Petrobras (2016b), estima-se que as reservas provadas do país em 2016 atingiram 12,514 bilhões de barris de óleo equivalente (boe) – o que evidencia o potencial de desenvolvimento de novos negócios de exploração e produção, que por conseguinte também irão necessitar de projetos de descomissionamento.
Dentre as estruturas a serem descomissionadas, as instalações submarinas são consideradas as de maior complexidade, principalmente quando o assunto é a redução do impacto ambiental. O processo de desativação ou retirada dos dutos de grande diâmetro envolve tomadas de decisões complexas e custos elevados, tendo como principais dificuldades a utilização de embarcações extremamente especializadas, risco de rompimento da tubulação durante o içamento, e um dano ambiental inerente à decisão escolhida. Dessa forma, aconselha-se que o projeto de descomissionamento dos dutos seja realizado “caso a caso”, mas sem perder a visão do “todo”, considerando os impactos sinérgicos e cumulativos da atividade (EKINS, VANNER, FIREBRACE, 2005).
3.1 MARCOS REGULATÓRIOS INTERNACIONAIS 3.1.1 CONFERÊNCIA DE GENEBRA DE 1958.
A primeira referência normativa ao descomissionamento de dutos data de 1958 com a Conferência das Nações Unidas sobre as Leis dos Mares, também conhecida como Conferência de Genebra de 1958. Nela são abordados quatro convenções e um protocolo, dentre os quais são importantes para fins deste trabalho apenas as Convenções sobre o Alto Mar e sobre a Plataforma Continental.
A Convenção sobre Alto Mar define entre outras diretrizes a liberdade de colocação de cabos e dutos submarinos em alto mar por parte dos Estados. Além disso estipula que o Estado em questão deve avaliar a estrutura de outros cabos e dutos já existentes, responsabilizando-se pela sua recuperação em caso de danos.
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Complementarmente, a Convenção sobre Plataforma Continental estipula em seu quinto artigo que deverá ser feita a completa remoção de todas as instalações abandonas ou em desuso (PRADO, 2015).
Apesar de ser uma das primeiras diretrizes ao descomissionamento de instalações marinhas, a Conferência de Genebra de 1958 possui atualmente relevância prioritariamente histórica, uma vez que foi sucedida por outras legislações e acordos mais recentes, que buscam elucidar melhor a etapa de desativação e/ou remoção das instalações marinhas (PRADO, 2015).
3.1.2 CONFERÊNCIA DAS NAÇÕES UNIDAS SOBRE AS LEIS DOS MARES (UNCLOS) – 1982
A UNCLOS (United Nations Convention on the Law of the Sea) foi realizada em 1982 com o objetivo de estabelecer uma convenção geral a respeito dos Mares, sendo motivada principalmente pelo avanço das atividades marítimas que ocorreram após a Conferência de Genebra em 1958. Ela foi ratificada por 127 países e passou a ter validade em novembro de 1994.
Para a UNCLOS, os problemas do espaço oceânico estão intimamente relacionados e precisam ser considerados como um todo. Assim, a convenção busca estabelecer diretrizes a respeito da soberania dos estados, facilitando a comunicação internacional e permitindo o uso pacífico e eficiente dos oceanos e de seus recursos, com base na proteção e preservação do meio marinho (UN, 1994).
O artigo 79 trata exclusivamente das definições para cabos e dutos submarinos localizados na Plataforma Continental. Similarmente à Convenção de Genebra de 1958, a UNCLOS define que todo Estado tem o direito de instalar cabos e dutos submarinos, desde que considerem previamente as instalações já existente e se responsabilizem por possíveis danos causados a essas estruturas. Complementarmente, atribui-se responsabilidade ao estado a correta manutenção das instalações e a utilização de mecanismos que busquem a redução e o controle da poluição dos oleodutos (UN, 1994).
Os artigos 60 e 80 regulamentam que as estruturas que forem abandonadas ou que estejam em desuso deverão ser removidas de modo a permitir a correta navegação na área, a proteção ambiental do ambiente marinho, a manutenção da pesca e a manutenção dos direitos e deveres de outros estados. Estruturas que não sejam
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completamente removidas, deverão ter notoriedade em relação à profundidade, posição e dimensionamento (UN, 1994).
3.1.3 ORGANIZAÇÃO MARÍTIMA INTERNACIONAL (IMO) – 1989
A IMO é uma agência especializada das nações unidas, responsável pela segurança do transporte marítimo e pela prevenção à poluição do mar causada pelos navios. Seu principal objetivo é criar regulamentações para o setor marítimo que sejam justas e eficazes, sendo universalmente adotadas e implementadas.
Dentre os principais documentos elaborados pela IMO, destaca-se para esse trabalho a Resolução IMO A.672, a qual estabelece diretrizes e padrões para a remoção de instalações e estruturas Offhore na plataforma continental e na zona economicamente exclusiva. A IMO A.672 reforça a destinação final de retirada das instalações apresentada na UNCLOS, porém buscar adicionalmente estabelecer práticas e diretrizes para as instalações que não podem ser completamente removidas. A resolução estabelece que as decisões de remoção das instalações devem ser tomadas caso a caso, levando em consideração os seguintes aspectos:
• Efeitos potenciais sobre a segurança da navegação e de outros usos; • A taxa de deterioração do material, seus efeitos presentes e futuros sobre o
meio marinho;
• Os efeitos em potencial sobre o meio marinho, incluindo os recursos vivos; • O risco de o material mudar de localização em algum momento futuro; • Os custos, a viabilidade técnica, os riscos de dano à estrutura e de acidentes
com os operadores envolvidos na atividade de remoção;
• A determinação de um novo uso ou outra justificativa viável para que a instalação e sua estrutura permaneçam no fundo do mar.
A determinação de qualquer efeito no ambiente marinho deverá levar em consideração: os efeitos na qualidade da água, as características geológicas e hidrográficas, a presença de espécies ameaçadas, tipos de habitats existentes, recursos locais para pesca, e a potencial contaminação do local provocada por produtos residuais ou materiais oriundos da deterioração da estrutura (IMO,1989).
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• Todas as estruturas em desuso ou abandonadas que estiverem localizadas em lâminas d’água inferiores a 75 metros e que pesem menos de 4.000 toneladas (excluindo o convés e a planta) deverão ser inteiramente removidas.
• Todas as estruturas em desuso ou abandonas que estiverem localizadas em lâminas d’água inferiores a 100 metros, que pesem menos de 4.000 toneladas (excluindo o convés e a planta) e que tiverem sidos instaladas antes de 1998, deverão ser inteiramente removidas.
• Em caso de instalações remanescentes, suas dimensões e posicionamento deverão ser comunicados as autoridades nacionais e internacionais competentes, de modo a garantir sua correta inclusão em mapas de navegação.
• As estruturas que forem removidas parcialmente deverão permitir liberdade de navegação, de modo que tenha-se uma distância mínima de 55 metros. • O estado poderá permitir a remoção parcial para casos em que a remoção
completa da estrutura representar risco elevado ao meio ambiente/vidas humanas, inviabilidade técnica e custos de remoção extremamente elevados.
• Toda estrutura instalada após 1º de janeiro de 1998 em Plataforma Continental ou Zonas Econômicas deverão apresentar possibilidade de completa remoção, sendo vedada a instalação de estruturas que não cumprirem com esse requisito.
3.1.4 CONVENÇÃO PARA A PROTEÇÃO DO MEIO MARINHO NO NORDESTE DO ATLÂNTICO – 1992/1998
Assim como existem convenções internacionais a respeito do tema, algumas localidades criaram convenções regionais, nas quais pudessem discutir e regulamentar aspectos específicos de cada região. Um dos principais exemplos é a “Convention for the Protection of the Marine Environment in the North East Atlantic” (OSPAR), iniciada em 1972 com a Convenção de Oslo contra dumping3 e sendo ampliada
3 Dumping: eliminação deliberada de resíduos ou outra matéria no mar por barcos, aviões, plataformas ou outras estruturas feitas pelo homem. Bem como a eliminação, no mar, de barcos, aviões, plataformas ou outras estruturas feitas pelo homem (PRADO, 2015).
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posteriormente pela Convenção de Paris, para cobrir fontes terrestres e a indústria offshore. Essas duas convenções foram unificadas, atualizadas e prorrogadas pela convenção OSPAR de 1992 e em 1998 sofreram uma nova alteração para cobrir atividades humanas não poluidoras que possam prejudicar a biodiversidade e os ecossistemas do ambiente marinho. Seus membros signatários são: Bélgica, Dinamarca, Finlândia, França, Alemanha, Islândia, Irlanda, Luxemburgo, Países Baixos, Noruega, Portugal, Espanha, Suécia, Suíça e Reino Unido. (OSPAR, 2017a). A discussão em torno da correta disposição das instalações e estruturas offshore ganhou forma com o caso Brent Spar, o qual se refere a uma instalação de produção operada pela Shell que teve seu reservatório inutilizado no ano de 1991, sendo seguido pela aprovação da proposta de afundamento da estrutura por parte do governo britânico no ano de 1995. Apesar da aprovação do governo, estudos independentes demostraram que o projeto havia negligenciado o real impacto no ambiente marinho, o que levou a uma série de protestos e ao comprometimento da imagem da empresa. Assim, a Shell decidiu por cancelar o projeto de afundamento e optar por um projeto de desmantelamento da estrutura em terra, o que acarretou no aumento do custo de descomissionamento de 32,9 milhões para 71,4 milhões (OSMUNDSEN & TVETERÅS, 2003).
Dessa forma, devido à grande repercussão do caso, os projetos de descomissionamento passaram a ter uma maior importância. Em 1998 a seção que regia a disposição de instalações e estruturas Offhore foi revista, sendo estabelecida uma nova regulamentação que proíbe a prática de dumping ou o abandono total/parcial das instalações Offhore em áreas marinhas, com exceção de casos em que a estrutura apresente alto risco para o meio ambiente e para a vidas humanas (OSPAR, 1998).
3.2 MARCOS REGULATÓRIOS NACIONAIS
Os Marcos regulatórios brasileiros inspiram-se nas regulamentações internacionais, estabelecendo assim diretrizes similares quanto a correta disposição das estruturas offshore. As atividades de óleo e gás são de responsabilidade compartilhada da união, possuindo três esferas principais - cada uma com um órgão específico responsável por regulamentar e fiscalizas as atividades petrolíferas. Citando-se a esfera e o órgão responsável respectivamente, tem-se: i) Ministério da
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Defesa – Marinha do Brasil; ii) Ministério do Meio Ambiente - Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA) e iii) Ministério de Minas e Energia - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
A Lei nº 6.938 de 1981 obriga as atividades de óleo e gás a realizarem o processo de Licenciamento Ambiental, uma vez que essas atividades são caracterizadas como empreendimentos utilizadores de recursos naturais, capazes de provocar degradação ambiental. O Licenciamento Ambiental das atividades marítimas da indústria de petróleo abrange as atividades de levantamento de dados sísmicos, exploração, perfuração, produção para pesquisas e produção de petróleo e gás. O Licenciamento é de responsabilidade do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA), e é realizado através da Coordenação Geral de Petróleo e Gás (CGPEG) – que é constituída por duas coordenações, sendo uma de Exploração, responsável pelo licenciamento das atividades de sísmica e de perfuração e a outra de Produção (IBAMA, s.d).
A Figura 6 elucida de maneira resumida como o processo de Licenciamento Ambiental das atividades de óleo e gás têm sido elaboradas no cenário atual.
Fonte: a autora (2018)
O primeiro passo para o processo de Licenciamento Ambiental das atividades de óleo e gás é caracterizado pelo contado do empreendedor junto ao órgão competente para solicitação de um Termo de Referência. Esse documento, elaborado pelo IBAMA, será responsável por fornecer as diretrizes das documentações e o conteúdo mínimo do Estudo de Impacto Ambiental (EIA) que deverá ser apresentado pelo
Solicitação do Termo de Referência pelo empreendedor
Elaboração do Termo de Referência pelo IBAMA
Apresentação dos Estudos e Documentos necessários
Liberação das Licenças Ambientais após aprovações
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empreendedor. Um dos conteúdos mínimos exigidos no EIA é uma versão preliminar do Projeto de Desativação, o qual deverá ser atualizado no mínimo 60 a 90 dias antes da execução para que a Licença de Operação seja emitida.
Segundo o IBAMA (2016), apesar de não existir um modelo formalizado espera-se que o Projeto de Desativação conste minimamente com os espera-seguintes tópicos: a) Introdução - descrição resumida da operação; b) descrição das atividades; c) metas e indicadores; d) destinação das estruturas submarinas; e) destinação de resíduos e efluentes; f) destinação da mão-de-obra; g) embarcações empregadas; h) cronograma; i) avaliação de impactos ambientais concisa e específica e j) análise de riscos ambientais.
Diante do exposto, percebe-se que apesar de o quadro normativo brasileiro estar em evolução, o tema do descomissionamento ainda é uma novidade, precisando ainda sofrer uma longa evolução. Assim, serão apresentadas a seguir as principais leis e regulamentações da área de óleo e gás, responsáveis não só por estabelecer as principais diretrizes para preservação ambiental desta etapa, como também de toda a cadeia produtiva do petróleo.
3.2.1 CONAMA (23/94, 237/97, 350/04)
A Resolução CONAMA 23/94 é responsável por estabelecer diretrizes específicas para o processo de Licenciamento Ambiental das atividades relacionadas à exploração e lavra de jazidas de combustíveis líquidos e de gás natural, que de acordo com o artigo 2º podem ser classificadas como: atividades de perfuração de poços, produção para pesquisa sobre viabilidade econômica e a produção efetiva para fins comerciais. Em seu quinto artigo, a resolução dispõe sobre as licenças necessárias para essas atividades, sendo elas: Licença prévia para perfuração (LPper), Licença prévia de produção para pesquisa (LPpor), Licença de instalação (LI) e Licença de operação (LO).
A Resolução CONAMA 237/97 foi elaborada devido a necessidade de revisão dos procedimentos e critérios utilizados no Licenciamento Ambiental de forma a efetivar a utilização do sistema de licenciamento como instrumento de gestão ambiental, instituído pela Política Nacional do Meio Ambiente. A resolução define a licença ambiental e o processo de licenciamento ambiental como os procedimentos
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obrigatórios a serem realizados pelas atividades potencialmente poluidoras, devendo ser apresentados ao órgão ambiental competente (BRASIL, 1997).
Por fim, a CONAMA 350/04 dispõe sobre o licenciamento ambiental específico das atividades de aquisição de dados sísmicos marítimos e em zonas de transição.
3.2.2 Resoluções e Portarias da ANP (25/02, 27/06, 25/14, 17/15, 41/15)
A Resolução nº 25 de Março de 2002 dispõe sobre o regulamento de abandono de poços perfurados. Essa resolução busca regulamentar a atividade de abandono, a qual vem sendo realizada com frequência pela indústria de óleo e gás. O principal objetivo dessa resolução é estabelecer os procedimentos que devem ser adotados no abandono, prevenindo assim a migração de fluídos para a superfície do terreno ou para o fundo do mar.
Adicionalmente, a resolução define o abandono como permanente ou temporário. O abandono permanente ocorre quando não existe intenção de retornar ao poço, e o abandono temporário dá-se quando por qualquer razão, há interesse de retornar ao poço. Nas fases de exploração e de desenvolvimento da produção o abandono poderá ser apenas notificado à agencia, enquanto que na fase de produção será necessária uma autorização por escrito da ANP.
A Resolução nº 27 de 18 de outubro de 2006 delibera sobre a Desativação de Instalações e Devolução de áreas na fase de Produção e na fase de Exploração. Esta resolução tem como principal objetivo estabelecer os padrões legais brasileiros, uma vez necessário o cumprimento com as exigências dos órgãos ambientais e a conformidade com as diretrizes e práticas internacionais.
O Tópico 4 dispõe que a desativação das instalações poderá abranger todo o sistema de produção ou somente parte dele. Em caso de retirada temporária das instalações, caberá ao Concessionário a responsabilidade de manter a área e a instalação em condições seguras e que ofereçam risco mínimo ao ambiente e à saúde humana. Em caso de retirada definitiva, deve-se comunicar o fato a ANP de modo que será deliberado a necessidade ou não de um Programa de Desativação de Instalações - o qual irá depender da aprovação do órgão.
O Tópico 6 estabelece diretrizes sobre a desativação de instalações marítimas, e devido a importância das alíneas desse tópico para esse trabalho, estas serão apresentadas a seguir.
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“6.1 Salvo especificação em contrário prevista na legislação aplicável ou expedida pela Autoridade Marítima ou pelo Órgão Ambiental com jurisdição sobre a área, as Instalações de Produção marítimas deverão ser sempre removidas da Área de Concessão, observadas as seguintes condições:
a) O Abandono de Poços marítimos deve atender à regulamentação específica da ANP, sem prejuízo de outras determinações expedidas por outros órgãos competentes;
b) A não remoção de instalações ou partes de instalações, quando tecnicamente justificada, deverá ser autorizada pela Autoridade Marítima e os remanescentes deixados na área deverão ser sinalizados de acordo com as normas vigentes;
c) Qualquer modificação que seja feita em Instalações de Produção ou partes de Instalações de Produção desativadas e não removidas deverá ser comunicada à Autoridade Marítima com antecedência de 180 dias; d) As Instalações de Produção pesando até 4.000 toneladas no ar, excluídos o convés e a superestrutura, deverão ser retiradas totalmente em lâmina d'água até 80 metros, devendo ser cortadas a 20 metros abaixo do fundo em áreas sujeitas a processos erosivos. Na ausência de processos erosivos, as instalações poderão ser cortadas ao nível do fundo;
e) Toda e qualquer Instalação de Produção cuja remoção for tecnicamente desaconselhada deverá ser cortada abaixo de uma profundidade de 55 metros;
f) Qualquer Instalação de Produção ou parte de Instalação de Produção deixada acima da superfície do mar deverá ser mantida adequadamente de forma a prevenir falha estrutural;
g) Após a retirada das Instalações de Produção ou partes de Instalações de Produção, o fundo marinho deve ser limpo de toda e qualquer sucata, em lâminas d'água inferiores a 80 metros;
h) Utilização de Instalações de Produção ou partes delas para criação de recifes artificiais será precedida por sua adequação a este uso específico, pela aprovação da implantação do recife pela Autoridade Marítima e pela aprovação de sua manutenção e monitoramento pelo órgão ao qual couber o controle ambiental da área
6.2 A adequação e o transporte das Instalações de Produção ou parte delas a serem utilizadas para criação de recifes artificiais devem incluir todas as medidas de segurança e de prevenção de dano ambiental durante a realização destas operações.”
